2月9日，伴随136号文发布，新能源上网电价市场化改革成为热议话题。
几天时间，围绕新能源入市，各种版本的解读不断出现，而且听起来似乎都有道理。一时间，让人不知道该相信哪个，有种无所适从的感觉。
一、众说纷纭的背后
自发布以来，《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》引发了热烈讨论。之所以讨论热烈，有两个原因：
第一，变化太大——全面市场化、差价合同的引入都是史无前例;
第二，解读版本太多——众说纷纭，莫衷一是，并且都能逻辑自洽。
首先，说说变化之大。
从字面看，政策是超预期的。毕竟，对于风光进入电力市场，大家都有一定预期。但通知明确的是——全面市场化，而且引入了先进的差价合同机制!不得不说，这一步迈得够大。正是因为步子太大，才引来种种解读。
需要注意的是，解读文本往往需要把未来设定成一个完美运行的市场：所有风光都报量报价，按节点出清，全电量结算，批发侧价格直接传导到下游，没有任何交叉补贴，等等。但反观这么多年的电改，碰到了太多实际困难，连火电都还在摸索，要是一下子把新能源推进去，矛盾肯定会更多。
因此，有必要反过来想：到底什么才是市场化?
最基础的概念就是——只要价格不是由政府制定的，就算是市场化了，至少部分是这样。
按照这样的思路，再去读通知里的这句话——“新能源项目(风电、太阳能发电，下同)上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格”——就不难体会其中的理性与克制了。
再换一个角度，如果这件事情好做，或者已经准备充分了，何至于“各地要在2025年底前出台并实施具体方案”。
其次，说说解读版本之多。
解读版本之所以多，就是因为解读空间大，既可以这么理解，也可以那么理解。正所谓“名可名，非常名”，理解靠“悟性”，有一点儿先任由地方政府打扮的意味。
因此，现在讨论哪个版本更合理，实际指导意义不大。
二、电力市场化之重
新能源的发展，不可能完全脱离之前的运行轨道。
从现状出发，才能更好地看清未来发展的方向。
当前，我国新能源发电装机规模约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模40%以上，已超过煤电装机。其中，光伏8.8666亿千瓦。
与此同时，目前火电等传统能源调节能力已达上限，部分地区甚至已略超上限。消纳瓶颈成为制约光伏电力进一步发展的重要瓶颈。
以前，火电作为可调节能源的能力所产生的价值，并没有被体现，这部分价值实际为新能源攫取。而未来要刺激火电等能源进一步调节，则需要“费用”，这些费用理应由不稳定能源公平承担。同时独立储能、新型电力系统如虚拟电厂的调节成本也将由新能源在电力市场化后公平承担。
所以，全面加快电力市场化改革，是推动中国新型电力系统发展的前提和基础。没有这个前提和基础，新型电力系统的发展将举步维艰，也将严重制约新能源消纳能力，此外火电自然调节能力也已达到瓶颈。
三、中长期的六大影响
一、或将刺激上半年光伏电站抢装。通知明确以2025年6月1日为节点，对新能源项目实行“新老划段”，推动存量与增量项目差异化入市。因此，6月1日作为新老划分的节点，可能引发分布式光伏项目在2025年6月前集中抢装。
二、机制电价，差额补贴，增量项目进入电力市场交易，通过竞价形成电价，并建立“新能源可持续发展价格结算机制”，通过“多退少补”差价结算稳定收益预期，实际也就没有负电价了，是一种稳定预期的做法。
三、取消配储作为新建项目核准条件，短期内可能会限制配储需求，但会增加独立储能需求，反而提升项目的收益率。长期来看，电力市场化对新型储能需求将显著增加。
四、电力市场化，将为新型电力系统和新型储能提供基础，加速虚拟电厂、独立储能、微电网发展。不少企业，已经开始涉足虚拟电厂等新型电力系统，未来相关业务的增长空间甚至可能不亚于光伏本身。
五、解决长期消纳难题。电力市场化推进新能源消纳能力提升，有利于提高新能源发电占比。虽然当前新能源电力装机规模占比达到了40%，但装机不代表发电量，如，同样的装机，光伏发电只有火电输出电力的四分之一。解决消纳瓶颈后，新能源尤其是光伏占比将大幅提升，需求将持续放量。
六、电力市场化对光伏从业企业和项目提出了更高的运营要求，整个行业门槛或将持续提高。对运营能力较强的企业而言，即使在低收益率时代，收益也仍将相对可观。
总之，电力市场化是趋势，也是机会。光伏人要做的，就是要在电力市场化发展大潮中找准定位、创造价值，创造并收获属于自己的财富。唯与时俱进者胜!
